首页

15.18亿千瓦背后的体制力量：从保供压力看电力市场化改革深水区

中国能源产业发展网发布时间：

2026-07-29 09:42

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

2026年7月10日，全国用电负荷首次突破15亿千瓦大关，最高达到15.18亿千瓦，较此前的历史极值增加1000万千瓦。同一日内，南方区域电网及广东、广西、海南、宁夏、甘肃、福建、陕西等多个省级电网用电负荷累计20余次刷新历史纪录。这个数字的背后，是一个令全球能源界震撼的事实：中国的最高用电负荷已经超过整个欧盟27国的总和（约8.5亿千瓦）近一倍，相当于日本最高负荷（约1.6亿千瓦）的9.5倍。然而，比15.18亿这个数值本身更值得追问的是：是什么样的体制力量，支撑起了这个人类历史上最庞大的电力系统在极端负荷下的安全稳定运行？而保供压力持续攀升，又将如何倒逼电力市场化改革挺进深水区？

先看一组基础数据，它们共同勾勒出中国电力系统的"体量坐标系"。截至2026年6月底，全国全口径发电装机容量达到38.7亿千瓦，其中火电14.6亿千瓦（占比37.7%）、水电4.4亿千瓦（11.4%）、风电5.8亿千瓦（15.0%）、太阳能发电12.1亿千瓦（31.3%）、核电0.66亿千瓦（1.7%），生物质及其他1.1亿千瓦。新能源（风电+光伏）合计装机已达17.9亿千瓦，占比46.3%，首次超过火电装机。但装机容量是一回事，出力能力是另一回事。2026年上半年，全国全口径发电量5.62万亿千瓦时，其中火电发电量3.18万亿千瓦时，占比仍高达56.6%；风电发电量0.89万亿千瓦时，占比15.8%；太阳能发电量0.72万亿千瓦时，占比12.8%。新能源装机占比46.3%，而发电量占比仅28.6%，这18个百分点的"装机-电量剪刀差"，正是当前保供压力的根本来源。

从时间维度来看，中国用电负荷的增速曲线更为触目。2000年全国最高用电负荷约1.35亿千瓦，2010年突破6亿千瓦，2020年达到10.8亿千瓦，2025年攀升至14.1亿千瓦，2026年7月即达到15.18亿千瓦。从1.35亿到15.18亿，26年间增长超过10倍，年复合增长率达到9.9%。而同期GDP的年复合增长率约为8.3%，用电负荷弹性系数（用电负荷增速/GDP增速）长期维持在1.1-1.3之间，体现出中国经济"以电为锚"的增长特征。更值得关注的是，2023-2026年间用电负荷从11.8亿千瓦增至15.18亿千瓦，3年增量3.38亿千瓦，相当于"十五"时期（2001-2005年）五年增量的3倍。这种加速增长态势，将电力系统的保供天花板不断推高。

在15.18亿千瓦的峰值负荷面前，电力系统的调节能力面临前所未有的考验。以7月10日当天的实际运行数据为例：当日全国统调火电出力达到11.8亿千瓦，火电平均利用率达到80.8%——这是一个极高的水平，意味着全网火电机组中超过八成处于满负荷或近满负荷运行状态。与此同时，风电当日平均出力仅1.1亿千瓦（利用率19.0%），光伏出力1.6亿千瓦（午间峰值时段），抽水蓄能和水电调节出力约1.3亿千瓦。在供需紧平衡的格局下，电力现货市场的价格信号被急剧放大：广东现货市场7月10日午后高峰时段出清价格达到1.28元/千瓦时，是平时段均价的3.8倍；山东实时市场晚高峰价格突破1.15元/千瓦时。这些价格信号的背后，是电力市场化改革在极限工况下被加速"压力测试"的真实写照。

保供压力对市场化改革的第一个倒逼效应，体现在发电侧竞争格局的重塑。在负荷高峰时段，高边际成本的燃气机组、抽水蓄能机组、甚至部分柴油应急电源被陆续调用，现货市场的边际出清价格急剧攀升。这种价格信号虽然剧烈，但从市场设计的角度看恰恰发挥了"稀缺定价"的功能——通过高价引导存量机组应发尽发、引导增量投资进入调峰领域。广东2025年全年现货市场数据显示，全年约3%的高价时段（价格超过1.0元/千瓦时）贡献了燃气机组全年收益的42%，这从经济性上保障了调峰资源的可持续运营。但问题在于，3%时段贡献42%收益的格局，说明现货市场仍存在"尖峰定价、低谷亏本"的结构性矛盾。第四监管周期输配电价的执行、辅助服务市场的深化、以及容量补偿机制的建立，正是为了解决这种结构性失衡。

第二个倒逼效应，来自跨省跨区调度体制的效能考验。15.18亿千瓦的全国最高负荷并非均匀分布——当日华东电网负荷达到4.32亿千瓦，占全国28.5%；南方电网负荷2.61亿千瓦，占17.2%；华北电网负荷2.85亿千瓦，占18.8%。三大区域电网合计负荷占比64.5%。而西南水电基地、西北风光基地的清洁电力外送，恰恰是缓解东部负荷中心保供压力的关键变量。2025年全国跨省跨区交易电量中，西南水电外送电量达到4380亿千瓦时，西北新能源外送电量2760亿千瓦时，合计占跨省交易的42.5%。但"十五五"期间，这种"西电东送"格局面临新的挑战：一方面，西部本地用电负荷也在快速攀升——2026年上半年四川最高用电负荷同比增加12.3%，甘肃增加11.8%——送端省份自身消纳空间被压缩；另一方面，跨省输电通道的容量瓶颈依然存在，全国主要跨区直流输电通道的平均利用率已达78%，部分通道如哈密-郑州、酒泉-湖南等已接近满载。在此背景下，打通省间现货市场的"制度性堵点"，建立更灵活的跨省余缺互济机制，已成为保障东部负荷中心供电安全的制度刚需。

第三个倒逼效应，指向容量保障机制的制度改革。全年仅有几十个小时的尖峰负荷时段，却决定了整个电力系统的装机规模需求——这在电力经济学中被称为"尖峰容量悖论"。以2026年7月为例，全国负荷超过14亿千瓦的时段累计仅约120小时（占全月总时长的16.1%），但这120小时决定了至少需要14亿千瓦以上的可控发电容量。如果单纯依靠电能量市场，120小时的高电价能否支撑一年8760小时的容量投资？数据给出了否定的答案：2025年全国火电企业平均净资产收益率仅为2.1%，较2020年的4.8%下降2.7个百分点，超过40%的火电企业处于亏损或微利状态。这一现实推动容量补偿机制加速落地——截至2026年6月，已有山东、广东、山西、甘肃、浙江等15个省（区）建立了煤电容量补偿机制，山东容量电价为0.0991元/千瓦时、广东为0.1元/千瓦时，15省平均约0.085元/千瓦时。按照全国14.6亿千瓦火电装机匡算，若全国推开容量补偿机制，年补偿资金规模约在1000亿-1200亿元。这既是市场化改革必须直面的"账单"，也是保障电力系统长期充裕度的必要投资。

国家能源局近期释放的"十五五"电网投资超5万亿元信号，正是对上述三大倒逼效应的制度性回应。5万亿电网投资的核心指向——特高压骨干网架扩容、配电网智能化升级、抽水蓄能与新型储能规模化部署——每一项都对应着保供压力的缓解路径。但与硬件投资并行推进的，必须是市场化价格信号的进一步畅通：让节点边际电价真实反映不同时段、不同位置的电力稀缺程度，让辅助服务价格合理补偿调频调峰成本，让容量价格稳定支撑存量机组生存和增量投资预期。15.18亿千瓦不仅是一个负荷数字，更是一面镜子——它照出了中国电力体制在超大规模运行中的韧性和力量，也照出了市场化改革深水区中那些亟待破题的制度性礁石。

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

马行川